Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Для поддержания высоких дебитов газлифтных скважин не­обходимо снижать забойное давление, что достигается увели­чением относительного погружения подъемных труб. Однако при этом происходит увеличение удельного расхода рабочего агента, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат. Поэтому малодебитные газлифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически.

Наиболее простая схема периодического газлифта заклю­чается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается и кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, и скважина оставляется для накопления жидкости. Затем снова рабочий агент подают в кольцевое пространство, накопившуюся жидкость вытесняют в подъемные трубы и выбрасывают через выкидные линии к групповым газоотделителям.

Однако описанный метод периодической эксплуатации газлифтных скважин не может быть рекомендован для массо­вого применения.

1. В процессе продавливания жидкости из кольцевого пространства нередко забойное давление становится выше пластового и значительная часть накопленной жидкости может проникнуть обратно в пласт.

2. Поскольку после выброса жидкости из подъемных труб кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, чрезмерно увеличивается расход рабочего агента и повышается себестоимость добытой нефти.

Поэтому на практике применяются другие схемы перио­дического газлифта, которые можно разделить на три само­стоятельные группы:

1) без подкачки газа в затрубное пространство;

2) с подкачкой газа в затрубное пространство;

3) с камерой замещения или лифтом замещения.

4.18. Периодический газлифт с камерой заме­щения

Для повышения эффективности периодической экс­плуатации газлифтной скважины предложено оборудовать ее камерой замещения (рис. 4.11). Для этого в скважину до забоя спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренние из которых используются как подъемные 1, а внешние - как воздушные 2. Нижняя часть второго ряда труб, погруженная под уровень жид­кости, имеет больший диаметр и снабжена обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3.

Рис. 4.11. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин с камерой замещения

После накопления жидкости в скважине в кольцевое простран­ство подается рабочий агент, и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 вытесняется в подъемные трубы и выбрасывается на поверхность. При этом исключается возмож­ность проникновения накопленной жидкости обратно в пласт. После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента прекращают, и давление в подъемных трубах становится равным давлению в выкидных трубах. Затем снова происходит заполне­ние камеры замещения за счет выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве и в камере замещения и за счет притока жидкости из пласта. Для уменьшения потери дебита скважины в результате стекания жидкости в подъемных трубах на башмаке рекомендуется ставить обратный клапан 4.

На линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями для повышения эффективности метода устанавливают трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается на ав­томатический режим работы скважины по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7.

Недостатком периодического газлифта с камерой замеще­ния является необходимость спуска в скважину двух рядов труб. Кроме того, ограниченный размер эксплуатационной колонны часто не позволяет опускать в скважину два ряда труб. Затруднения возникают и при спускоподъемных операциях, особенно в глубоких и искривленных скважинах.

4.19. Периодический газлифт с пакером и ра­бочим отверстием

Предлагается оборудовать скважину (рис. 4.12) одноряд­ным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижнюю часть труб 2 устанавливают пакер 4. Межтрубное пространство в данном случае выполняет роль камеры заме­щения.

При необходимости на НКТ устанавливают дополнитель­ные пусковые клапаны.

Технология периодической эксплуатации скважин одно­рядными трубами с пакером такая же, как и на скважинах с камерой замещения. Так же как и при камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает на автоматическом режиме по заданной программе. Преимуществом вышеописанной схемы является и то, что при одинаковых условиях на поверхность извлекается больший объем жидкости, чем при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения.

Рис. 4.12. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и пакером.

Общий недостаток газлифтов с камерой замещения и с одноряд­ными трубами и пакером - значи­тельные расходы рабочего агента в момент продавки и вытеснения жидкости. Так как подача рабочего агента осуществляется из общей системы коммуникаций высокого давления, в ней происходит резкое падение давления, что отражается на работе других скважин.

Плунжерный лифт

Для увеличения КПД газлифтной скважины применяют плунжерный подъемник (рис. 4.13). В подъемные трубы поме­щают плунжер 2, в нижней части которого имеется обратный клапан 7. Под действием собственного веса клапан 7 отходит в нижнее положение и плунжер 2 падает в работающую скважину по подъемным трубам 4. При падении плунжера газожидкост­ная смесь проходит через седло клапана 6 и сквозное отверстие плунжера. При достижении клапаном 7 нижнего амортизатора 5 плунжер садится на него и перекрывает отверстие в седле 6. Под действием напора газа и жидкости, находящихся ниже плунже­ра, он поднимается вверх и проталкивает газожидкостную смесь, находящуюся выше плунжера. Когда плунжер проходит мимо выкидной линии 3 и ударяется о верхний амортизатор 1, газо­жидкостная смесь, находящаяся под плунжером, выбрасывается в выкидную линию; происходит падение давления в подъемных трубах. Клапан 7 при этом отходит в нижнее положение, и плунжер падает по подъемным трубам вниз.

Рис. 4.13. Плунжерный подъемник.

Для труб диаметром 60 мм выбирают плунжер мас­сой около 6 кг. Зазор между плунжером и стенками труб 1,5-2 мм.

Для увеличения гидрав­лического сопротивления и уменьшения утечки жид­кости через зазоры между плунжером и стенками труб на внешней стенке плунжера рекомендуется делать кольце­вые канавки. Плунжерный подъемник можно применять в газлифтных скважинах, в том числе и с периодической подачей рабочего агента, и в фонтанных скважинах с высоким газовым фактором. При периодическом газлифте применяют автоматические отсекатели рабочего агента.

Недостатком плунжерного подъемника является то, что в процессе эксплуатации скважины выкидная линия все вре­мя остается открытой и в лифтовых трубах не прекращается движение газа, который газирует жидкость. В период падения плунжера происходит значительная утечка газа через трубы. Кроме того, при эксплуатации скважин с плунжерным подъ­емником трудно поддерживать выбранный режим эксплуатации скважин.